Быстрый поиск

Реферат: Электроснабжение автомобильного завода

коэффициент послеаварийной перегрузки: (5.2.1)

где P.j — мощность, превышающая мощность Ртр,кВт;

Δtj — время перегрузки, ч.

=1,36

Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ

Так как К'2=1,36>0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки К2=К'2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.

К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000 удовлетворяют условиям выбора.

5.3. Выбор ВЛЭП

Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.

В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).

Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.

В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.

Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:

А (5.3.1)

Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.

Экономическое сечение провода:

(5.3.2)

где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;

jЭ — экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока jЭ для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.

Принимаем провод сечением 70 мм2 с допустимым током IДОП=265А

Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:

(5.3.3)

где d — расчётный диаметр витого провода, см;

Dср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если Uкр > UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.

Для принятого ранее сечения 70 мм2 согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5 м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:

Uкр= 127 кВ > UH=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением Fp=70 мм2.

«23

Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.

Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания.

Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения Vн 110=-5% от номинального, верхняя граница Vв 110 =+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d 110=VB 110 - VH 110=12%-(-5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП

(5.3.4)

где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, "МВт, Мвар;

г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины, Ом/км;

1 — длина проводов, км;

ΔU% — расчётные потери напряжения, %.

Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм2 с допустимым током
1ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в ре
жиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.

6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].

6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения

Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) лраектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Uрац=6 кВ. В интервале 15-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.

Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:

(6.1.1)

где SM — полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;

— полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. С использованием данных пункта 2.1 получим, что

5642 кВА

Тогда=40%

Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.

6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения

Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до 1000 В по формулам:

(6.2.1)

(6.2.2)

(6.2.3)

(6.2.4)

Пример расчёта для цеха №1:

коэффициент максимума: Км =

средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену: кВт;

средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену: 989 кВт;

средняя полная нагрузка этого цеха: 1735 кВА

Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7,

Таблица 7 средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену

1	2	3	4	5	6	7	8	9
№ цеха	РН,кВт	QН,квар	КС	КИ	КМ	РСР,кВт	QCР,квар	SСР,кВА
1	1724,8	1196,8	0,85	0,7	1,21	1425,5	989	1735
6 кВ	1071	-514,08	0,85	0,7	1,21	885	-424,9	981,7
2	1365,8	1299,2	0,7	0,7	1	1365,8	1299,2	1885
3	861,4	881,6	0,4	0,3	1,33	647,7	662,9	922,8
6 кВ	400	248	0,4	0,3	1,33	300,8	186,5	353,9
4	560,4	633,6	0,5	0,4	1,25	448,3	506,9	676,7
5	405,6	375	0,7	0,7	1	405,6	375	552,4
6	148,6	189,1	0,5	0,4	1,25	118,9	151,3	552,4
продолжение таблицы№7
1	2	3	4	5	6	7	8	9
7	52,1	38	0,4	0,3	1,33	39,2	28,6	48,5
8	121,8	92,4	0,5	0,4	1,25	97,4	73,9	122,3
9	176,5	158,3	0,5	0,4	1,25	141,2	126,6	189,7
10	785	947,7	0,6	0,5	1,2	654	789,8	1025,4
6 кВ	780	374,4	0,65	0,6	1,08	722,2	346,7	801
11	817,7	1004,2	0,6	0,5	1,2	654	789,6	1025,4
6кВ	780	374,4	0,65	0,6	1,08	722,2	346,7	801
12	307,2	389	0,5	0,4	1,25	245,8	311,2	396,6
13	538	568,8	0,6	0,5	1,2	448,3	473,8	652,3
14	34,8	25,3	0,4	0,3	1,33	26,2	19	32,4
15	62,9	46,4	0,4	0,3	1,33	47,3	34,8	58,7
16	74	51,7	0,5	0,4	1,25	59,2	41,46	72,2
17	9,8	5,9	0,4	0,3	1,33	7,4	4,4	8,6
18	99	59,4	0,5	0,4	1,25	79,2	47,5	92,4
19	313,9	275,2	0,5	0,4	1,25	251,1	220,2	334
20	336,9	352,8	0,6	0,5	1,2	280,8	294	406,6
21	50,5	50,3	0,3	0,2	1,5	33,7	33,5	47,5
22	2560	-1240	0,8	0,7	1,14	2245,6	-1087,7	2495,2